Manutenção preventiva em transformadores: Expectativas e Realidades

Já se foi o tempo em que limpar isoladores e coletar óleo mineral isolante para análises físico-químicas era considerada manutenção preventiva em transformadores. Hoje, a manutenção preditiva e preventiva em transformadores exige equipamentos precisos e conhecimento técnico e matemático para evitar paradas inesperadas nas diversas aplicações onde os transformadores são aplicados. Neste texto, devido à extensão do assunto, iremos focar em transformadores a óleo isolante e a seco de média tensão.

Na referência do célebre Nikola Tesla, poderíamos substituir muitos engenheiros e técnicos que trabalham com transformadores aos antigos cientistas de sua época: “(…) os cientistas de hoje substituíram a matemática por experiências, e eles afastam-se, equação depois de cada equação, e eventualmente constroem uma estrutura que não tem nenhuma relação com a realidade.

Quando falamos em manutenção preventiva, estamos falando da relação de desgaste ou possibilidade de falha dos equipamentos em relação aos cálculos originais de fábrica ou reforma, não de valores hipotéticos ou baseados em experiências que nem sempre condizem com o transformador avaliado em questão.

É importante ressaltar que a experiência é item importantíssimo quando falamos em avaliação técnica em campo, que necessita de um veredito parcial que pode ser determinante para uma intervenção programada bem-sucedida ou uma falha elétrica que pode custar milhares de reais para uma empresa.

Roteiro básico

Vamos considerar um roteiro básico da manutenção preventiva em um transformador. Tomamos como exemplo um transformador trifásico de média tensão a óleo mineral isolante que se encontra em uma subestação abrigada.

As verificações e ensaios mínimos sugeridos podem ser descritos na seguinte ordem:

a) manutenção preditiva, com o transformador energizado

  • Inspeção termográfica para possíveis conexões frouxas e/ou oxidadas nos terminais de baixa e media tensão ou sobreaquecimento no tanque e radiadores do transformador;
  • Inspeção visual da temperatura máxima alcançada no termômetro, existência de aterramento das partes metálicas, eventuais alarmes dos acessórios acionados.

b) manutenção preventiva, com o equipamento desenergizado

  • Inspeção geral do equipamento: verificação de eventuais vazamentos, inspeção do nível de óleo isolante, substituição de sílica-gel do secador de ar e testes nos acessórios (quando aplicável);
  • Testes elétricos.

Relação de transformação

Tem como objetivo de verificar o desvio (diferença) entre a relação de tensão teórica e a medida. Este valor não deve ser superior ao especificado pelas normas NBR 5440 e NBR 5356. Usualmente o desvio máximo não pode ultrapassar os 0,5% na maioria dos transformadores.

Cálculo da relação de transformação

V1 ÷ V2

onde V1 é tensão primária e V2 é tensão secundária

para enrolamentos trifásicos em estrela, dividir a tensão por raiz de 3 (ou 1,732)

Exemplo:

Transformador 300kVA, alta tensão 13800V delta, baixa tensão 380V estrela;

    13800     _ = 62,90 (relação nominal)

380 ÷ 1,732

Cálculo da variação da relação de transformação:

ΔV = (relação medida – relação nominal) x 100             [resultado expresso em porcentagem]

relação nominal

Exemplo:

ΔV = (62,750 [medida] – 62,900 [nominal]) x 100 = 0,23 % [máximo 0,50 %]

62,900 [nominal]

Resistência ôhmica dos enrolamentos

Com este ensaio pode-se determinar a resistência dos contatos, apertos dos terminais, conexões maus fixadas/danificadas/parcialmente rompidas, contatos do comutador, verificar curtos entre espiras e também determinar as perdas ôhmicas que irão entrar no cálculo das perdas totais (Resistência vezes a Corrente de fase ao quadrado).

Com os valores do projeto original ou de reforma em mãos, é realizada uma comparação com os valores de resistência ôhmica originais.

Uma fase com o dobro da resistência original (em Ω) deve ser alvo de intervenção no transformador, pois pode haver uma espira pronta a entrar em curto-circuito.

RESISTÊNCIA ÔHMICA DOS ENROLAMENTOS (Ω)

ALTA TENSÃO H1-H3 H1-H2 H2-H3
Valor medido 18,3 34,5 18,5

Exemplo de transformador de 500 kVA com enrolamentos de alumínio com falha na fase B (fase S) da alta tensão.

No cálculo das perdas resistivas, é necessário corrigir a resistência para a temperatura de referência do fabricante conforme abaixo:

Fator de correção da temperatura = Constante material + Temperatura de referência_

Constante material + Temperatura no topo do óleo*

*Para transformadores a seco, realizar medição na parte superior dos enrolamentos.

Resistência de ôhmica de isolamento (Megger)

Conforme a norma NBR 5356, não constitui critério para aprovação ou rejeição do transformador, porém pode denunciar degradação ou falhas grosseiras no isolamento, como curtos entre enrolamentos ou entre enrolamento e massa/carcaça.

Este teste tem variações que dependem da umidade, temperatura, qualidade do óleo isolante e até mesmo das condições de limpeza dos isoladores do transformador. Uma avaliação conforme projeto do transformador e o acompanhamento destes valores ao longo do tempo é essencial para, junto com os ensaios de óleo isolante, determinar a qualidade do isolamento geral do transformador.

Para os transformadores a óleo, coletas para amostras de fluido isolante – análises físico-químicas e cromatográficas – normalmente pelo registro inferior.

Em certas condições ensaios especiais podem ser solicitados, como teor de PCB, teor de furfuraldeídos, enxofre corrosivo, dependendo da idade do transformador, tamanho e objetivo da manutenção preventiva.

c) análise de engenharia em relação aos valores encontrados

A análise de engenharia após a manutenção preventiva visa comparar os valores dos ensaios de fábrica e pós-reforma com os valores obtidos em campo. Para transformadores antigos e sem projeto disponível, é possível obter comparações com equipamentos usados de anos de fabricação e marcas semelhantes, neste caso se valendo da experiência dos técnicos de campo, que sempre é de grande valia quando aliamos os cálculos de projeto com a vivência de campo.

Quanto ao futuro (que até eu terminar este post já vai ser passado), o monitoramento on-line de transformadores e equipamentos elétricos já é realidade em muitos países, principalmente por trazer informações importantes como tensão, corrente, potencias, geração de gases e temperatura, alertando para eventuais alterações em tempo real.

Isto é particularmente interessante pois elimina-se a necessidade de inspeções visuais mensais – como muitas empresas ainda fazem – deixando o tempo que seria desperdiçado nestas atividades para preditivas mais importantes e menos frequentes, como a inspeção termográfica e outras tecnologias como detecção de descargas parciais com ultrassom ou semelhantes.

Também se pode comandar disjuntores e chaves que permitam este recurso a distância com este recurso, e acompanhar alarmes e relés de proteção que normalmente só trazem as obsoletas IHM (Interfaces Homem-Máquina) para operação e visualização de eventos.

Autor:

  • Hostin Engenharia de Manutenção Elétrica, em colaboração com a ILTECH.

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